风电光伏一年白扔500亿度！原因何在？

2018-03-21 14:14:41 澎湃新闻　点击量：评论 (0)

2017年，由于受经济回暖、环保施压和煤电去产能等多重因素的影响，预计全国弃风率、弃光率同比分别下降6 7和3 8个百分点。但是伴随着冬季燃

2017年，由于受经济回暖、环保施压和煤电去产能等多重因素的影响，预计全国弃风率、弃光率同比分别下降6.7和3.8个百分点。但是伴随着冬季燃煤供暖解禁、天然气更新加速以及经济的不确定性，新能源未来消纳的整体形势依然严峻。

新能源消纳形势逼人

总结“十二五”新能源发展的轨迹，“重投资、轻消纳”、“重千瓦、轻千瓦时”的特征十分明显，消纳问题制约着我国风电、光伏等新能源产业的健康发展。

据国家能源局数据，2016年，弃风、弃光电量分别达到497亿千瓦时和74亿千瓦时，较上年分别增加了46.6%和85%，直接经济损失285亿元。2017年，缓解弃水弃风弃光问题被列入《政府工作报告》的重点工作，在全国范围内解决“弃风、弃光”问题成为新能源发展的主要议题，但全年弃风电量419亿千瓦时，弃风率12%，弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，弃风弃光形势稍有好转。

从区域分布来看，“三北”地区是弃风弃光的重灾区，西北地区尤为突出。根据国家能源局西北监管局数据，2016年，西北五省（区）弃风率33.3%、弃光率19.8%。2017年，大部分弃风限电严重地区的形势有所好转，西北五省（区）弃风弃光率仍分别为24.6%和14.1%，其中，新疆和甘肃最为严重，新疆的弃风率、弃光率高达29.8%、21.6%，甘肃的弃风率、弃光率分别为32.7%和20.8%。总体上形势仍不容乐观，消纳压力依然很大。

此外，在弃风弃光的严峻形势下，国家为了解决新能源供需存在的矛盾，十三五期间风电、光伏布局向东中部转移，新增风电、太阳能装机中，中东部地区约占58%和56%，并以分布式开发、就地消纳为主。伴随着新能源布局的调整，“三北”地区新能源外送的后路已经基本被封死，其存量电力的消纳压力仍然非常大。

多因素叠加导致消纳难

1、用电需求增速放缓，装机增速大于负荷增速

“十二五”中期以来，随着我国社会经济发展进入新常态，电力需求增速显著下滑。与此形成鲜明对比的是，在2015年以来社会总用电量增长乏力的情况下，2016年火电的新增装机总量依然超过风电、太阳能发电的装机总和，2017年火电占比依然高达61.9%，新增装机预计约4000万千瓦。新能源发电受到需求增长疲乏（社会总用电量）和供给强势增长（火电机组）的两端对向挤压。

2、供需空间错配，通道建设不足

供需空间配置矛盾主要表现为源荷不匹配和新旧能源地域重合。一方面，新能源发电资源中心与用电需求负荷中心呈现空间错配，风电和光伏发电资源主要集中在三北地区，而电力负荷中心集中在华东、华南、华中地区，西北部分省份新能源装机容量已大大超出其用电最大负荷。另一方面，新能源电源与火电供给地域重合，进一步加大了供给结构矛盾，“三北”地区作为我国最重要的煤炭产地，涵盖了16个大型煤电基地中的14个。

化解空间错配问题的关键是建设跨省跨区输电通道，但目前我国通道建设滞后，输出能力不足，电网建设配套滞后和电源高速增长之间的反差加剧了空间不平衡。截至2016年年底，“三北”地区新能源装机合计1.63亿千瓦，国家规划的９个千万千瓦风电基地有７个在“三北”地区，但电力外送能力只有3700万千瓦，而且还要承担煤电基地外送任务，远远不能满足送出需要。

3、调峰能力不足，季节性矛盾增大

现阶段风电、光伏由于受自然资源和储电装备技术的双重制约，当前只能满足负荷实时平衡、即发即用。但一方面风光能力富集的时间与用电负荷成反向，风大在夜间，但夜间用电负荷却最低；另一方面，风能富集的冬春季也是北方用电负荷比较低的时间段。我国电力系统以传统煤电为主力电源，调峰能力不足，灵活性改造不够，常规火电机组在负荷低谷时段无法降低出力以接纳新能源电力，特别是“三北”地区燃煤热电比例高，调峰电源建设条件差，冬季供暖期调峰困难，弃风弃光问题严重。

4、缺乏统一市场，省间壁垒阻消纳

我国电网整体来说属于垄断经营，实施分省管理，电力消纳都以省内消纳为主，只有当省内发电量不够时，才会接纳外省电量。传统火电在我国各省都处于优势地位，对地方政府来说，其税收、就业等相较于新能源发电更有优势。当前新常态下，国内电力需求增长放缓，各类能源发电装机依然增长过快的情况下，各省内部发电机组的利用小时数都普遍下降，东部沿海省份也出现用电需求不足、火电亟待消纳，弃水弃风弃光的情况，外购电力意愿不强。目前北京、广州电力交易中心也主要负责落实国家计划和西电东送，交易方式依然是计划性的，全国市场建立尚待时日。

化解之路任重道远

1、加强硬件设施能力

一是加强输电通道建设。应加快建设诸如国内“三北”地区向东部地区，国际中国－中亚－欧洲、中国－南亚等一带一路的沿线国家的输电通道。

二是加强储电调峰设施建设。作为目前最具经济型的大规模储能设施，抽水蓄能电站应与水利、城建相结合，以此形成灌溉、防洪、生态、景观的综合效应；与此同时，应建立“三北”地区新能源发电与南方抽水蓄能的直接联系，尤其是在冬季北方弃电严重的情况下，南方也正是蓄水时期，以此实现资源的高效配置。

三是加强区域主网架建设，加强电网间的互联互济能力。推行模块化和标准化建设，结合配售电改革和分布式新能源发展需求，适度超前建设配电网，实现新能源消纳和发展在发电、储电、输电、配电系统化建设。

2、提高技术和管理水平

一是优化当前的电源结构。在当前装机总体过剩的情况，需要充分挖掘火电机组的深度调峰能力、快速爬坡能力和快速启停能力。与此同时实现多元互补的发电系统，推动风光水、风光热的规模化的组合上网，由不同电源的实体电厂捆绑成为聚合式发电的虚拟单位电厂，从而提高电网的可接入程度。

二是提高精准预测能力。由于新能源“靠天”发电，只有当预测精度在一定范围内变化时，才可以提高系统接纳的容量。

三是提高调度能力。调度问题既是技术问题，也是体制问题。只有打破电力调度以分省就地平衡的模式，才是利用区域外的电源进行调峰消纳。

3、通过制度改革拓展新能源的消纳市场

一是应明确新能源发电的补贴规模。新能源消纳问题的根本是产能过剩，除了低效高污染的传统火电要为新能源电力让路，当前政策导向应由确定新能源补贴范围向补贴规模改变，形成装机容量和补贴资金成反比的预期，引导新能源行业降低成本、推动平价上网，最终实现以价格优势和正外部性优势并举以与火电竞争。

二是实现发电权转移和发电量拍卖。鼓励新能源电力企业积极参与发电权交易，建议将新能源发电的补贴资金分割成小单位进行出售，向火电企业拍卖发电量，出让的发电量向新能源企业转移。这样既能实现新能源发电量的消纳又能较少火电企业的损失。